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GNL GLOBAL

Steven Kobos

CEO de Excelerate: «Tener acceso flexible a energía más limpia y confiable nunca había sido más importante»

CEO de Excelerate: «Tener acceso flexible a energía más limpia y confiable nunca había sido más importante» 970 910 GNL GLOBAL

La compañía estadounidense Excelerate Energy presentó esta semana los resultados financieros del cuarto trimestre y del año 2022 destacando que había sido «un desempeño financiero excepcional».

En sus resultados financieros, Excelerate Energy destacó que había registrado un ingreso de USD 2.473 millones para todo el año 2022, una utilidad neta de USD 80 millones y un EBITDA de 294,9 millones, en comparación con USD 888,6 millones, USD 41,2 millones y 262,1 millones, respectivamente, del año anterior.

En el marco de la presentación, el presidente y director ejecutivo Steven Kobos dijo “Nuestros resultados de todo el año 2022 subrayan la fortaleza del modelo comercial de Excelerate Energy”.

Agregando, “Obtuvimos un desempeño financiero excepcional durante el año mientras navegamos por una de las interrupciones más severas del mercado energético mundial en los últimos tiempos. Como lo demostró el año pasado, tener acceso flexible a energía más limpia y confiable nunca había sido más importante. En Excelerate, nos enorgullecemos de aprovechar nuestra flota de FSRU para satisfacer las necesidades de nuestros clientes mientras apoyamos los esfuerzos de descarbonización de países de todo el mundo.

De cara al futuro, estamos posicionados para aprovechar este fuerte impulso. Continuaremos capitalizando los catalizadores de crecimiento a corto plazo, impulsados por la mayor demanda de GNL. Evaluaremos las oportunidades para escalar nuestro negocio a largo plazo para generar un mayor valor para los accionistas y clientes”.

Para este 2023, la compañía dijo que espera que el EBITDA ajustado oscile entre USD 320 millones y USD 340 millones.

Operaciones y acuerdos recientes de Excelerate

Excelerate destacó que, en octubre de 2022, firmó el acuerdo de fletamento de cinco años con Alemania por la FSRU Excelsior. Se espera que esta FRSU brinde servicios de regasificación en la terminal de importación de GNL planificada de Alemania, en el puerto de Wilhelmshaven y desarrollada por Tree Energy Solutions, E.ON y ENGIE.

En mayo 2022, Excelerate, a través de su filial finlandesa de comercialización de gas, Excelerate Finland Gas Marketing Oy firmó un acuerdo con Gasgrid para la venta de volúmenes de puesta en servicio y derechos de capacidad de regasificación durante la fase de puesta en servicio de la primera terminal de GNL de Finlandia.

En diciembre de 2022, la FSRU Exemplar llegó al puerto de Inkoo, Finlandia, con una carga parcial de GNL que sirvió como carga inicial para la terminal.

En el primer trimestre de año, Excelerate Energy firmó un acuerdo de compra y venta a 20 años por 0,7 MTPA de GNL con Venture Global en febrero de 2023, cerró una línea de crédito senior garantizada modificada de USD 600 millones en marzo de 2023 para comprar la FSRU Sequoia y extendió el tiempo de fletamento con Dubai Supply Authority (DUSUP) para la FSRU Explorer, por un periodo de cinco años a partir del cuarto trimestre de 2025.

Excelerate dijo que este mes había sido adjudicada en un contrato para el FSRU Excelsior en la terminal de Bahia Blanca GasPort en Argentina. La FSRU Excelsior, que actualmente está siendo fletado por el gobierno alemán, se colocará en un acuerdo de suspensión mientras se despliega temporalmente en Bahía Blanca para brindar servicios de regasificación durante el invierno argentino.

La compañía dijo que inmediatamente después de la temporada de invierno en Argentina, el Excelsior reanudará su contrato original con el gobierno alemán.

GNL GLOBAL

Union Europea

UE fija su posición sobre el futuro mercado del gas y del hidrógeno

UE fija su posición sobre el futuro mercado del gas y del hidrógeno 797 597 GNL GLOBAL

El Consejo de la Unión Europea (UE) acordó esta semana su posición de negociación («orientaciones generales») sobre dos propuestas que establecen normas comunes para los mercados interiores del gas natural, los gases renovables y el hidrógeno.

El objetivo de la legislación es diseñar la transición del sector del gas hacia los gases renovables e hipocarbónicos, en particular el biometano y el hidrógeno, con vistas a alcanzar el objetivo de neutralidad climática de la UE en 2050.

El paquete de medidas para la descarbonización de los mercados del hidrógeno y del gas consta de sendas propuestas de Reglamento y Directiva que establecen normas comunes para los mercados interiores del gas natural, los gases renovables y el hidrógeno. Las propuestas tienen por objeto crear un marco regulador para la infraestructura y los mercados específicos del hidrógeno y la planificación de la red integrada. Asimismo, establecen normas para la protección de los consumidores y refuerzan la seguridad del abastecimiento.

Principales cambios introducidos por el Consejo en el Reglamento

El Consejo aclaró las normas sobre tarifas y descuentos para el hidrógeno y los gases renovables que pretendan acceder a la red del gas y ha concedido más flexibilidad a los Estados miembros para fijar dichas tarifas y descuentos. Por lo que respecta a los descuentos en las tarifas, ha hecho una diferenciación entre los gases renovables (descuento del 100 %) y los gases hipocarbónicos (descuento del 75 %) en la red de gas natural.

Por lo que se refiere a la certificación de los gestores de almacenamientos, la orientación general incorpora al texto las disposiciones del Reglamento sobre el Almacenamiento de Gas adoptado en junio de 2022. Establece un descuento del 100 % en las tarifas de transporte y distribución basadas en la capacidad para las instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas y las instalaciones de gas natural licuado (GNL).

La orientación general permite la mezcla de hidrógeno en la red de gas natural hasta un máximo del 2 % en volumen (en lugar del 5 %) con el fin de garantizar la calidad uniforme del gas.

El Consejo también añadió una cláusula de seguridad que permite a los Estados miembros adoptar medidas proporcionadas para limitar temporalmente las importaciones procedentes de Bielorrusia y Rusia.

El Consejo ha reforzado y mejorado las disposiciones relativas a las redes de hidrógeno limitadas geográficamente. Además, se ha incluido una cláusula de revisión en virtud de la cual se examinarán posibles normas para los futuros gestores de redes de transporte y gestores de redes de distribución en el mercado del hidrógeno, una vez que la infraestructura y el mercado del hidrógeno estén más desarrollados.

El Consejo suprimió muchas de las disposiciones relativas a la seguridad del suministro, ya que estas se abordan en diversos actos legislativos de emergencia adoptados en 2022, dejando margen para una mayor adecuación en el futuro.

Principales cambios introducidos por el Consejo en la Directiva

La orientación general añade a las definiciones de hidrógeno, gas y combustibles hipocarbónicos una mención al combustible fósil de referencia, establecido en la Directiva sobre Fuentes de Energía Renovables, para garantizar la igualdad de condiciones a la hora de determinar la huella total de emisiones de gases de efecto invernadero de los distintos gases.

Por lo que se refiere a la separación de las futuras redes de hidrógeno, los Estados miembros mantuvieron la separación patrimonial plena como modelo por defecto, aunque también se permite, en determinadas condiciones, el modelo de gestor de redes de transporte independiente, en el que las empresas suministradoras de energía pueden seguir siendo propietarias y gestoras de las redes, pero a través de una filial.

Al tiempo que mantiene la firme ambición de proteger a los clientes, el Consejo introdujo diversos cambios en las disposiciones relativas a los consumidores en lo que respecta al suministro de información, la facilidad a la hora de cambiar de proveedor y la rescisión en caso de ofertas agrupadas. Los Estados miembros dispondrán de mayor flexibilidad en lo que respecta a la implantación de sistemas de medición inteligente.

El Consejo prorrogó hasta 2035 la fase de transición para la aplicación de las normas detalladas para el hidrógeno.

El Consejo también agregó la posibilidad de intervención pública en la fijación de precios en caso de que se produzca una situación de emergencia, reflejando así lo dispuesto en la propuesta de revisión de la configuración del mercado de la electricidad, que también se está debatiendo actualmente. Esta referencia se adaptaría en función del resultado de las negociaciones sobre la configuración del mercado de la electricidad.

El Consejo agregó determinadas excepciones a algunas disposiciones para algunos Estados miembros con circunstancias particulares.

Contexto y siguientes etapas

Ahora que el Consejo alcanzó orientaciones generales sobre las propuestas, pueden dar comienzo las negociaciones con el Parlamento Europeo. Una vez alcanzado un acuerdo, ambas instituciones deberán adoptar formalmente los actos legislativos antes de su publicación en el Diario Oficial de la UE y de su entrada en vigor.

La Comisión presentó estas propuestas el 15 de diciembre de 2021, en el segundo lote de propuestas del paquete de medidas «Objetivo 55», que tiene por objeto armonizar la legislación de la UE en materia de clima y energía con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en al menos un 55 % para 2030 y alcanzar la neutralidad climática en 2050 a más tardar.

Propuesta de Reglamento

La propuesta de Reglamento tiene por objeto facilitar la incorporación de los gases renovables e hipocarbónicos, en particular el biometano y el hidrógeno, al mercado del gas de la UE. Para ello, exige que la infraestructura de gas natural existente integre el hidrógeno y los gases renovables, eliminando las tarifas para las interconexiones transfronterizas y reduciendo las tarifas en los puntos de inyección.

Establece normas para las redes transfronterizas de hidrógeno y disposiciones detalladas para facilitar la mezcla de hidrógeno con gas natural y gases renovables. Prevé una mayor cooperación regional por lo que respecta a la calidad del gas y promueve la cooperación para luchar contra los ciberataques a las redes energéticas de la UE.

Establece una obligación para los Estados miembros de incluir explícitamente el almacenamiento en sus evaluaciones de riesgos para la seguridad del suministro, tanto a nivel regional como nacional. La propuesta pretende facilitar la adquisición conjunta, con carácter voluntario, de reservas estratégicas.

Asimismo, propone crear una nueva Red Europea de Gestores de Redes de Hidrógeno (REGRH) para promover una infraestructura de hidrógeno específica, la coordinación transfronteriza y la construcción de redes de interconectores, así como para elaborar normas técnicas específicas.

Se prevé que las normas de mercado se apliquen en dos fases, antes y después de 2030.

Propuesta de Directiva

La propuesta de Directiva propone ampliar a las redes de hidrógeno los principios de la legislación de la UE por los que se rigen las redes de gas. La propuesta establece normas estrictas de protección de los consumidores que les permitan cambiar fácilmente de proveedor y elegir de forma preferente los gases renovables e hipocarbónicos frente a los combustibles fósiles.

Establece disposiciones relativas a los gestores de redes de transporte y distribución (incluida su separación), el acceso de terceros a la infraestructura de gas existente, la planificación de la red integrada y las autoridades reguladoras independientes.

También establece una nueva definición para el concepto de «hipocarbónico» e incluye nuevas disposiciones sobre la sostenibilidad y la certificación de los gases renovables e hipocarbónicos.

La propuesta prevé que los contratos a largo plazo para el suministro de gas natural fósil no reducido no puedan prorrogarse más allá de 2049 para evitar la dependencia de los combustibles fósiles y dar más cabida a los gases limpios en el mercado europeo del gas.

Fuente: Consejo de la UE

GNL GLOBAL

Terminal Everett LNG en EE. UU. recibe cargamento de Trinidad y Tobago

Terminal Everett LNG en EE. UU. recibe cargamento de Trinidad y Tobago

Terminal Everett LNG en EE. UU. recibe cargamento de Trinidad y Tobago 1920 1089 GNL GLOBAL

La terminal de importación de gas natural licuado (GNL) Everett LNG, ubicada en Boston, Massachusetts, EE. UU. recibió un cargamento de GNL procedente de Trinidad y Tobago.

De acuerdo con los datos de seguimiento del Portal Marine Traffic, se trata del buque Cadiz Knutsen, con capacidad para 135.000 metros cúbicos de GNL.

Según los datos, Cadiz Knutsen partió del Puerto Fortín, en Trinidad y Tobago, el 22 de marzo.

Buque Cadiz Knutsen en la Terminal Everett LNG en EE. UU. Fuente: Imagen cortesía de Marine Traffic

Sergio Chapa, analista senior de GNL en la firma Poten & Partners, comentó: «Sin suficiente capacidad de gasoductos de gas natural, Nueva Inglaterra aún importa GNL».

Nueva Inglaterra depende de la importación de combustibles, los cuales deben entregarse por tubería, barco, camión o barcaza desde lugares distantes. Además, el sistema de gasoductos de gas natural dentro de Nueva Inglaterra es relativamente pequeño y su acceso al resto de la red de gasoductos de América del Norte es limitado.

La terminal de GNL Everett se conecta a dos sistemas de tuberías interestatales, así como al sistema de distribución de una empresa de servicios públicos de gas local y la estación generadora Mystic.

Everett LNG, propiedad de la firma estadounidense Constellation LNG, es la instalación de importación de GNL de operación más larga de su tipo en los Estados Unidos.

La terminal se unió a la flota de generación de Constellation en octubre de 2018.

De acuerdo con los datos mensuales publicados por el Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE), la terminal recibió dos cargamentos de GNL en enero 2023. Un cargamento procedente de Jamaica y otro de Trinidad y Tobago, ambos cargamentos fueron vendidos por la empresa Naturgy LNG Marketing Limited.

En 2019, Constellation LNG, LLC recibió una autorización del DOE para importar LNG de Trinidad y Tobago y otras fuentes por un volumen equivalente a 206 mil millones de pies cúbicos de gas natural. La aplicación fue aprobada por un periodo de 62 meses, comenzando a partir del 1 de marzo de 2019.

Constellation LNG, LLC mantiene un contrato de suministro de GNL con Naturgy LNG Marketing Limited, anteriormente Gas Natural Fenosa LNG Marketing.

GNL GLOBAL

NextDecade

NextDecade aclara noticias recientes sobre sus asesores financieros

NextDecade aclara noticias recientes sobre sus asesores financieros 910 1054 GNL GLOBAL

Luego de que este martes diversos medios publicaron la noticia sobre la salida de uno de sus asesores financiero, NextDecade Corporation, desarrollador del proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) Rio Grande LNG, en Texas, aclaró los rumores.

Tras darse a conocer la salida del banco francés Société Générale (SocGen), como asesor financiero de NextDecade Corporation, el desarrollador estadounidense aclaró este miércoles que la firma Macquarie Capital Inc. ha sido su asesor financiero de NextDecade desde el segundo trimestre de 2017 y que SocGen había dejado de serlo desde el primer trimestre de 2022.

En su comunicado, NextDecade precisó además que MUFG Bank, Ltd., el banco más grande de Japón, ha sido el asesor financiero de NextDecade desde el primer trimestre de 2022.

SocGen dio a conocer esta semana que se había retirado del proyecto de GNL Río Grande de NextDecade el año pasado, lo que diversos medios señalaron podría explicar los repetidos retrasos del proyecto.

Según informó la agencia Reuters, SocGen había sido el banco líder del proyecto en la financiación de unos 11 500 millones de dólares, antes de dejar este cargo en el primer trimestre de 2022.

Proyecto Rio Grande LNG

NextDecade ha retrasado repetidamente la fecha proyectada para un visto bueno financiero en la primera fase de Rio Grande LNG y este mes anunció como nueva fecha el segundo trimestre.

El proyecto Rio Grande LNG espera producir 27 millones de toneladas métricas de GNL con bajo contenido de carbono para exportar a mercados de todo el mundo.

NextDecade y Mitsubishi Heavy Industries America firman acuerdo para la captura de carbono en el proyecto Rio Grande LNG
Imagen Cortesía NextDecade

Sujeto a revisión antes de una decisión final de inversión, la compañía firmó un contrato con el gigante de la construcción Bechtel para construir las primeras tres de sus cinco unidades de licuefacción a un costo estimado de USD 11,4 mil millones.

NextDecade ha firmado acuerdos de compra y/o suministro a largo plazo con clientes incluidos ENN LNG (Singapore) Pte Ltd, GALP, Itochu Corp, ExxonMobil LNG Asia Pacific, Guangdong Energy Group, China Gas Hongda Energy Trading Co., LTD y Engie.

La compañía ha destacado que Rio Grande LNG es el primer y único proyecto de GNL de EE. UU. que ofrece una reducción de las emisiones de CO2 de más del 90 % a través de la captura y el almacenamiento planificados de carbono.

GNL GLOBAL

Taiwan

JFE Engineering de Japón gana orden de USD 230MM para construir una terminal de GNL en Taiwán

JFE Engineering de Japón gana orden de USD 230MM para construir una terminal de GNL en Taiwán 624 400 GNL GLOBAL

JFE Engineering de Japón ganó una orden por valor de unos 30.000 millones de yenes (229 millones de dólares) para construir una terminal de gas natural licuado (GNL) en Taiwán.

JFE Engineering construirá la instalación para la petrolera taiwanesa CPC a un kilómetro de la ciudad noroccidental de Taoyuan, un centro tecnológico. La orden abarca equipos para extraer GNL de los barcos, así como tuberías y tanques y equipos de regasificación.

Se espera que la construcción se complete en mayo de 2025 y la terminal se inaugure a fines de ese año.

El área costera cerca de Taoyuan es conocida por fuertes vientos que superan los 10 metros por segundo, lo que dificulta la construcción en el mar.

JFE Engineering tiene como objetivo evitar demoras construyendo plataformas de tuberías en un puerto cercano y llevándolas al sitio, limitando el trabajo en alta mar a la soldadura y otros pasos más simples.

La compañía tiene un historial de construcción de terminales de GNL en Japón.

JFE Engineering utilizó el método de construcción de plataformas de tuberías por adelantado para una terminal en la prefectura de Ehime, en el oeste de Japón, que se completó en 2021.

Taiwán está construyendo nuevas plantas de energía a gas, buscando producir la mitad de la energía de la isla a partir de gas natural para 2025. La compañía japonesa espera ganar más pedidos de construcción allí, ya que la demanda de electricidad y GNL aumentará con el crecimiento. en la fabricación de semiconductores.

Fuente: Asia Nikkei

GNL GLOBAL

QatarEnergy expande su presencia de exploración costa afuera frente a la costa de Canadá

QatarEnergy expande su presencia de exploración costa afuera frente a la costa de Canadá

QatarEnergy expande su presencia de exploración costa afuera frente a la costa de Canadá 1246 1280 GNL GLOBAL

QatarEnergy anunció un acuerdo con ExxonMobil Canadá para adquirir una participación en dos licencias de exploración costa afuera frente a las costas de Terranova y Labrador en Canadá.

Según el acuerdo, QatarEnergy tiene una participación del 28% en la licencia de exploración EL 1167, que continúa la preparación para las actividades de exploración en el pozo Gail, mientras que, ExxonMobil Canada (el operador) la participación del 50% y Sinofas Energy el restante 22%.

Recordemos que QatarEnergy también posee una participación del 40% en la licencia de exploración EL 1162, y ExxonMobil Canada (el operador) retiene el 60% restante.

El acuerdo ha recibido todas las aprobaciones necesarias de la Junta de Petróleo Offshore de Terranova y Labrador de Canadá (C-NLOPB).

En el marco de este anuncio, Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos de Energía, Director General y CEO de QatarEnergy, dijo: «Estamos encantados de firmar este acuerdo con nuestro socio estratégico ExxonMobil, que fortalece nuestra presencia en los Bloques de Exploración del Atlántico de Canadá, que es parte de nuestros esfuerzos de crecimiento internacional, y esperamos continuar operando en el entorno comercial regulatorio, transparente y estable de Canadá».

«Me gustaría aprovechar esta oportunidad para agradecer al Consejo de Canadá Newfoundland y Labrador Offshore Petroleum que apoyó este acuerdo, y a nuestro socio estratégico ExxonMobil por su cooperación para alcanzar el acuerdo, y espero una exitosa campaña de exploración con nuestros socios».

Las dos zonas marítimas están situadas en aguas de entre 100 y 1.200 metros de profundidad y cubren un área de 1.420 a 2.400 kilómetros cuadrados.

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Union Europea

Países de la UE buscan una opción legal para detener las importaciones de GNL ruso

Países de la UE buscan una opción legal para detener las importaciones de GNL ruso 797 597 GNL GLOBAL

Los países de la Unión Europea (UE) acordaron el martes buscar una opción legal para impedir que las empresas rusas envíen gas natural licuado (GNL) a las naciones de la UE, evitando que las empresas rusas reserven capacidad de infraestructura.

Los ministros de energía de los países de la UE propusieron que las nuevas reglas del mercado de gas de la UE deberían incluir la opción para que los gobiernos impidan temporalmente que los exportadores de gas rusos y bielorrusos presenten ofertas por adelantado para la capacidad en la infraestructura necesaria para entregar GNL a Europa.

La propuesta de los países es parte de su posición negociadora sobre las nuevas reglas del mercado de gas de la UE. No es definitivo y deberá negociarse con el Parlamento Europeo, un proceso que puede llevar meses.

La UE de 27 países se comprometió a abandonar el gas ruso en respuesta a la invasión de Ucrania por parte de Moscú. Las importaciones europeas de gas procedente de Rusia se han desplomado desde la invasión, sin embargo las importaciones de GNL han aumentado.

Las entregas de GNL ruso a Europa aumentaron el año pasado a 22 bcm, frente a los 16 bcm de 2021, según un análisis de la UE visto por Reuters.

Si se aprueba, la propuesta ofrecería a los estados miembros una ruta para detener las importaciones de GNL de Rusia sin tener que recurrir a sanciones, que son políticamente más difíciles de aprobar porque necesitan la aprobación unánime de los 27 estados miembros de la UE.

Hungría dijo que no podía apoyar la posición de negociación de los países de la UE sobre la ley, que también incluye una serie de nuevas reglas para integrar más gases bajos en carbono.

Los países podrían imponer el límite a las empresas rusas por un período temporal, siempre que no interrumpa los flujos de gas entre los países de la UE o ponga en peligro la seguridad energética de Europa, dice el documento.

El comisario de Energía de la UE, Kadri Simson, instó este mes a las empresas europeas a no firmar nuevos acuerdos de GNL ruso una vez que expiren sus contratos existentes. La ministra española de Energía, Teresa Ribera, hizo la misma solicitud a los importadores y operadores de GNL en España.

Sin embargo, tales solicitudes no son vinculantes, ya que el gas y el GNL rusos no están sujetos a sanciones de la UE. La UE tiene una prohibición sobre las importaciones de petróleo crudo y productos derivados del petróleo por vía marítima desde Rusia.

Fuente: Reuters

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ConocoPhillips se convierte en operador de la planta Australia Pacific LNG

ConocoPhillips planea convertirse en operador de la planta Australia Pacific LNG

ConocoPhillips planea convertirse en operador de la planta Australia Pacific LNG 1564 948 GNL GLOBAL

ConocoPhillips anunció a través de su subsidiaria australiana que planea convertirse en el operador upstream de Australia Pacific LNG luego del cierre de la transacción de EIG con Origin Energy.

ConocoPhillips dijo el lunes que había acordado adquirir hasta una participación adicional del 2,49% en la planta Australia Pacific LNG por 500 millones de dólares, como parte de la compra de Brookfield Renewable Partners por 12.400 millones de dólares de la empresa de servicios públicos australiana Origin Energy.

Con el acuerdo, ConocoPhillips que posee una participación accionaria del 47,5 % de Australia Pacific LNG y poseerá hasta el 49,99 % de APLNG y se hará cargo de las operaciones upstream del proyecto al cerrar la compra de Origin Energy.

Australia Pacific LNG (APLNG) es una empresa conjunta entre ConocoPhillips, Origin Energy y Sinopec. La planta envió su primer cargamento de GNL en enero de 2016 después de casi cinco años de desarrollo y construcción. Imagen cortesía de Australia Pacific LNG

Australia Pacific LNG el mayor productor de gas natural en el este de Australia y un importante exportador de gas natural licuado (GNL) a Asia

En el marco del anuncio, Andy O’Brien, vicepresidente senior de Operaciones Globales de ConocoPhillips dijo,“Nos complace tener la oportunidad de convertirnos en operadores upstream y aumentar nuestra participación en APLNG. Origin fue pionera en el desarrollo de gas de vetas de carbón en GNL y ha contribuido al estatus de APLNG como un proveedor de GNL seguro y confiable. Esperamos aprovechar nuestra experiencia global en upstream para mejorar aún más APLNG como una operación integrada de GNL de clase mundial”.

Agregando, “APLNG es actualmente el mayor proveedor de gas natural para el mercado interno de la costa este de Australia y cubre entre el 20 y el 30 % de su demanda total. Continuará suministrando a los clientes en China y Japón energía confiable con una intensidad de GEI más baja que otras alternativas de combustibles fósiles y, por lo tanto, ayudará a satisfacer la demanda de transición energética en los años venideros”.

ConocoPhillips dijo que su producción del año fiscal 2022 de APLNG totalizó 136K boe/día.

La producción de APLNG para todo el año 2022 de ConocoPhillips fue de aproximadamente 136 mil barriles de petróleo equivalente por día (MBOED). Se espera que la transacción se cierre a principios de 2024.

Tanto la asunción de la operación upstream como la adquisición de acciones dependen de que EIG cierre su transacción con Origin. La transacción de EIG con Origin y la adquisición de acciones de ConocoPhillips están sujetas a las aprobaciones regulatorias australianas y otras condiciones de cierre habituales.

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Mapa de Aruba

JAXPORT y Aruba firman acuerdo para hacer crecer las conexiones comerciales

JAXPORT y Aruba firman acuerdo para hacer crecer las conexiones comerciales 624 400 GNL GLOBAL

Durante la reunión de la Junta Directiva de JAXPORT el 27 de marzo, el director financiero del estado de Florida, Jimmy Patronis, la primera ministra de Aruba, Evelyn Wever-Croes, y otros dignatarios de la isla de Aruba se unieron al liderazgo de JAXPORT y Eagle LNG Partners LLC («Eagle LNG» ) para firmar un Memorando de Entendimiento (MoU).

El acuerdo afirma los esfuerzos continuos de JAXPORT y Aruba para promover mutuamente las oportunidades comerciales y turísticas entre las dos regiones, compartir las mejores prácticas sobre operaciones portuarias y sostenibilidad ambiental, y explorar el potencial para el comercio y el desarrollo empresarial.

“Me siento honrado de haber sido parte de este evento histórico para fortalecer la relación comercial entre el estado de Florida y Aruba”, dijo el director financiero del estado de Florida, Jimmy Patronis. “Nuestros puertos sostienen el crecimiento exponencial de Florida y el acuerdo comercial firmado hoy es un claro ejemplo de cómo mantenemos la salud fiscal de Florida fija en el futuro”.

Tras el inicio de la pandemia de COVID-19, el Fondo Monetario Internacional indicó que Aruba fue uno de los países más afectados por la pandemia debido al cierre del turismo. Según el MoU, los puertos trabajarán juntos para examinar el potencial de nuevos lazos comerciales.

“Aruba se está recuperando después de la pandemia. No solo queremos recuperarnos, sino también avanzar para volvernos más fuertes y resistentes”, dijo la Primera Ministra de Aruba, Evelyn Wever-Croes. “Este MoU es una piedra angular del crecimiento económico de Aruba”.

El acuerdo sigue a un viaje de negocios del liderazgo de JAXPORT a Aruba en enero. Luego de la reunión de directorio de hoy, la delegación de Aruba recorrió las instalaciones de JAXPORT. El martes, JAXPORT organizará una mesa redonda para conectar a la delegación con clientes del área de Jacksonville y líderes de desarrollo comercial para explorar más oportunidades de colaboración.

Recientemente, el socio de JAXPORT, Eagle LNG, firmó un acuerdo de varios años con la empresa de servicios públicos de agua y energía de Aruba, Utilities Aruba NV, para proporcionar gas natural licuado (GNL) desde sus instalaciones de Jacksonville para la generación de energía en la isla. El GNL se exportará desde Jacksonville a una terminal de importación de GNL en la isla. La iniciativa es parte de los esfuerzos continuos del gobierno de Aruba para mejorar la sostenibilidad, reducir los costos de combustible y hacer la transición a fuentes de combustible más limpias.

“Jacksonville es un líder mundial en el uso de GNL como combustible marino limpio, y este acuerdo marca otro hito en esa evolución”, dijo el presidente de la junta de JAXPORT, J. Palmer Clarkson. “Esta capacidad crea una oportunidad para el crecimiento del GNL como tipo de carga, posicionando aún más a nuestra región como líder en el uso de tecnología de combustible limpio”.

“Eagle LNG y JAXPORT comenzaron a trabajar juntos hace casi una década para proporcionar GNL para el abastecimiento de combustible y la exportación al Caribe. Eagle LNG continúa suministrando GNL para Crowley y otras embarcaciones marítimas, atrayendo nuevos negocios marítimos a JAXPORT y la región, mientras envía GNL como fuente de energía para varios clientes del Caribe que están pasando de combustibles costosos y sucios a gas natural confiable, asequible y limpio. de los Estados Unidos. Nuestro acuerdo con la empresa de servicios eléctricos de Aruba marca un paso clave para la generación de energía limpia que ayuda a la transición de Aruba de combustibles costosos y sucios, creando inversiones sustanciales y nuevas oportunidades laborales de transición energética tanto en Florida como en Aruba”, informó Sean Lalani, presidente. “El apoyo de Aruba y JAXPORT a estos proyectos abre el camino a nuevas oportunidades y pilares económicos”.

“Una de las claves del éxito de JAXPORT ha sido nuestra combinación diversa de rutas comerciales y líneas comerciales”, dijo el director ejecutivo de JAXPORT, Eric Green. “Las eficiencias y las capacidades de GNL de JAXPORT brindan opciones para un crecimiento económico continuo para Aruba y Florida. Esperamos hacer crecer esta asociación y los empleos y el impacto económico que respalda para ambas comunidades”.

Los principales productos exportados de Florida a Aruba incluyen alimentos, vehículos de pasajeros, productos electrónicos y otros bienes de consumo. Jacksonville y Aruba examinarán oportunidades para hacer crecer este comercio.

“Enterprise Florida está encantada de apoyar el anuncio de hoy”, dijo Laura DiBella, Secretaria de Comercio de Florida y presidenta y directora ejecutiva de Enterprise Florida, Inc. “El comercio entre Florida y Aruba totalizó $334 millones en 2022, y esta asociación estratégica permitirá nuevas oportunidades para fortalecer nuestra sólida relación y hacer crecer las economías de Florida y Aruba en las próximas décadas”.

Además del Primer Ministro Wever-Croes, otros miembros de la delegación visitante de Aruba incluyeron: el Ministro de Turismo y Salud Pública Dangui Oduber, el Asesor Legal Principal del Ministerio de Turismo y Salud Pública Andin Bikker, el Presidente de la Junta de la Autoridad Portuaria de Aruba, David Dubero, y El director general de la Autoridad Portuaria de Aruba, Marc Figaroa.

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Sempra anuncia asociación estratégica con ConocoPhillips para proyecto Port Arthur LNG

Baker Hughes suministrará los trenes de licuefacción del proyecto Port Arthur LNG Fase 1

Baker Hughes suministrará los trenes de licuefacción del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 1920 1078 GNL GLOBAL

Baker Hughes, empresa de tecnología energética, anunció el lunes que Bechtel le otorgó un pedido para suministrar dos compresores de refrigerante principal (MRC) para el proyecto Port Arthur LNG Fase 1 de Sempra Infrastructure.

La compañía dijo que la solución de tecnología de gas elegida para Port Arthur LNG Phase 1 proporcionará a Sempra Infrastructure los niveles de producción más altos para el diseño de la planta, así como flexibilidad operativa, alta disponibilidad y menor huella de emisiones.

En total, Baker Hughes suministrará cuatro turbinas Frame 7 combinadas con ocho compresores centrífugos en dos trenes de gas natural licuado (GNL), para una capacidad nominal de aproximadamente 13 MTPA, así como dos compresores impulsados por motores eléctricos para los servicios de refuerzo de la planta.

La turbina Frame 7 está bien probada por su eficiencia energética, disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad, indicó la compañía.

El empaque del tren de turbina/compresor, así como la fabricación de los compresores y las pruebas de los trenes, se llevarán a cabo en las instalaciones de Baker Hughes en Italia.

A través del proyecto Port Arthur LNG Fase 1, Sempra Infraestructura tiene como objetivo ofrecer una nueva infraestructura de exportación crítica en los EE. UU., que ayudará a satisfacer el crecimiento continuo de la demanda de GNL.

Sempra anuncia asociación estratégica con ConocoPhillips para proyecto Port Arthur LNG
Proyecto Port Arthur LNG, imagen cortesía Sempra

En el marco del anuncio, el presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli dijo “Estamos encantados de trabajar con Bechtel y Sempra Infrastructure para suministrar equipos críticos para este innovador proyecto de GNL”.

“Baker Hughes se ha comprometido con el GNL durante más de 30 años, y el anuncio de hoy se basa en nuestro historial de ofrecer tecnología de GNL confiable y de alta disponibilidad, con un bajo costo total de operaciones, lo que permite aún más el aumento de las exportaciones de GNL desde la Costa del Golfo de EE. UU. satisfacer las necesidades energéticas mundiales”.

Las fechas de operación comercial para Port Arthur LNG Fase 1: Tren 1 y Tren 2 están previstas para 2027 y 2028, respectivamente.

Sempra Infraestructura desarrollador del proyecto Port Arthur LNG Fase 1, en el condado de Jefferson, Texas, anunció su Decisión final de inversión (FID) la positiva el pasado 20 de marzo.

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